对天然气在新型能源体系中地位和作用的认识

周淑慧，郝迎鹏，沈鑫，梁严，王军

（中国石油规划总院）

2021年以来，中国碳达峰碳中和“1+N”政策体系陆续出台，能源供需清洁低碳转型步入快车道。2022年乌克兰危机爆发，全球地缘政治和能源供需格局发生深刻变化，能源安全上升为各国能源战略的核心。2022年12月，中国共产党二十大报告提出积极稳妥推进碳达峰和碳中和，加快规划建设新型能源体系，确保粮食、能源资源等供应链安全。天然气是清洁低碳、灵活高效的优质化石能源，在改善大气环境、提升民生用能水平、优化能源结构方面发挥了重要历史作用。面对复杂多变的地缘政治环境和气侯变化带来的极端天气频发，中国能源利用加快向绿色低碳转型，未来天然气在中国新型能源体系构建中将处于怎样的地位、发挥怎样的作用尚未形成共识。

本文站在全球视角，调研世界能源体系发展趋势，在此基础上展望中国新型能源体系内涵和发展路径，剖析天然气在发电、工业燃料、民生、交通、化工各个细分利用领域的发展定位和作用，以期为中国能源及天然气中长期发展战略制定提供参考。

1 全球能源体系向清洁低碳发展方向加速演进

1.1 地缘政治博弈引发全球能源经济秩序大动荡，化石能源供应格局发生大调整

2022年2月爆发的乌克兰危机首先引发欧洲能源危机，进而蔓延至全球，煤、原油、天然气等能源价格全面暴涨，欧洲各国通货膨胀高企，工商业遭受严重打击。冲突引发全球油、气、煤贸易格局发生重大调整。

欧洲与俄罗斯在油气领域长期相互依赖的关系被打破，欧洲的油气供应“俄退美进”，同时欧洲吸引更多的非洲、中东、里海地区资源。2022年，欧洲进口液化天然气（LNG）规模创纪录达到1.266亿吨，大幅增加了66%，其中44%的进口来自美国；美国出口的LNG中有69%流向了欧洲市场，一改往年东北亚为主要目的地的贸易流向；俄罗斯管道气西向出口受阻，被迫加快“东移南下”，中国成为其首要目标；中东丰富的油气资源成为欧、亚国家竞争的焦点，主要资源国卡塔尔“东张西望”追求利益最大化。煤炭方面，欧洲多国重启煤电，短期用煤需求大幅增加，俄煤禁运引发全球煤炭贸易体系重塑，澳大利亚和印度煤炭资源从亚太流向欧洲，但从长期能源发展趋势看，各国加速低碳转型与能源自给步伐，冲突对全球煤炭贸易格局影响不大。

1.2 安全成为各国能源战略的核心，能源转型更加迫切，但也更加理性

一方面，乌克兰危机引发全球性能源短缺，价格暴涨，对社会经济带来严重破坏，凸显化石能源供应安全的脆弱性。风电、光伏、氢能设施建在本土，基本不需要从外部进口，得到各国更加重视，以更快的速度发展。根据国际可再生能源署（IRENA）统计，2022年全球新增电力装机量中，可再生能源占比高达83%，以创纪录的水平增长。另一方面，近几年高温干旱、低温寒潮等极端天气频发，充分暴露了可再生能源供应的不稳定和不平衡问题，各国在坚定能源转型的同时，充分认识到适度保留化石能源的重要性，注重可再生能源与化石能源、核能及需求侧管理的多方面协同。

以欧盟为例，乌克兰危机下通过重启煤电和核电、多渠道增加非俄罗斯天然气供应、终端电能替代、风光发电替代气电等多能协同及节能措施，平稳度过了2022—2023年采暖季。作为长期战略，2022年6月欧盟快速通过了“重新赋能欧洲：欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动”（REPowerEU）的计划，并修订通过第Ⅲ版《可再生能源指令》，坚定不移地推进“净零”碳排放目标，加快发展可再生能源和氢能。近些年欧盟应对气候变化政策见图1。日本和韩国类似，2023年2月日本通过“以实现绿色转型为目标的基本方针”，松绑核电，最大限度利用可再生能源；韩国2023年2月通过“第十次电力供需基本计划”，在战略上恢复核电站建设并延长运营期限，加快发展可再生能源，以减少对进口化石能源的依赖。

图1 欧盟应对气候变化政策取向

1.3 低碳与安全双重发展目标下，全球能源加速向新能源演进

当前全球能源利用仍然以石油、天然气和煤炭为主。根据英国能源协会《世界能源统计年鉴2023》（Energy Institute Statistical Review of World Energy 2023）数据，2022年三大传统化石能源在一次消费中的占比高达81.8%，其中煤炭占26.7%、石油占31.6%、天然气占23.5%，化石能源消费带来了369亿吨二氧化碳排放；电力生产也主要依赖化石能源，核能、太阳能、风能、水电等非化石能源发电量占比仅为39.4%。全球已有150个国家作出净零碳排放或碳中和目标承诺，以风能、太阳能为核心的非化石能源进入快速发展期，新型储能、氢能发展有望带动能源系统形态根本性变革，全球能源发展呈现“化石能源下降、可再生能源快速扩张、电气化水平提升、低碳和氢能使用增加”四大趋势。

根据国际能源署（I E A）《世界能源展望2023》，在各国“宣誓情景”下，2030年油、气、煤在能源供应结构中的占比从2022年的79.4%下降至69.6%，2050年降至37.1%；风能和太阳能等可再生能源供应占比2050年达到52.5%（见图2），加上核能、传统生物质能，非化石能源占比达到62.9%，成为主导能源。

图2 国际能源署“宣誓情景”下一次能源供应结构变化趋势

2 天然气在全球能源体系中的地位和作用

2.1 天然气是历年消费增长最快的化石能源，新冠病毒疫情及地缘政治冲突影响下2022年全球天然气消费阶段性下降

全球天然气消费整体呈现快速增加态势，2010—2019年消费规模从3.16万亿立方米增至3.9万亿立方米，年均增速为2.28%，同期石油和煤炭消费的增速为1.22%、0.42%。2020年受新冠病毒疫情影响，全球能源消费整体比上年下降4.3%，天然气消费比上年下降1.6%，在一次能源消费结构中的占比增加了0.5个百分点，达到24.7%。2021年疫情缓和、经济复苏，叠加北半球罕见低温、可再生能源发电不足、南美干旱等极端天气影响，天然气消费规模从上年的3.86万亿立方米快速回升至4.07万亿立方米，增速高达5.4%。

2022年，乌克兰危机爆发，油气价格飙升，受此影响全球天然气消费降至3.94万亿立方米，比上年减少3.1%。其中，欧洲市场加速与俄罗斯管道气脱钩，消费量大幅减少了740亿立方米，降幅高达12.7%；亚太市场天然气供应多来自进口，对价格非常敏感，各国纷纷加大煤炭和核电的使用，天然气需求减少了2.3%，其中中国消费规模由2021年的3690亿立方米降至2022年的3646亿立方米，20年来首次出现负增长；北美地区得益于充足而廉价的资源优势，成为全球天然气消费唯一增长区域，实现了4.7%的高增速。

2.2 全球能源低碳转型中天然气需求先增后降，增长动力主要来自发电和工业领域

应对气侯变化，客观上要求大幅减少煤炭消费直至退出。考虑到可再生能源出力具有随机性、间歇性和波动性的特点，电化学储能、抽水蓄能等各类储能尚存在技术经济瓶颈或应用场景受限制，低碳氢、绿氨的制储运技术成熟度低，在较长时间内全球能源转型都将需要天然气提供支撑。

根据《bp世界能源展望2023》预测，在新动能情景下，全球天然气需求呈现长期增长趋势，2030年达到4.20万亿立方米，2050年增至4.62万亿立方米；在加速转型情景下，全球天然气需求先增后降，2030年回到2021年4.07万亿立方米的水平，2050年降至2.42万亿立方米，在中国、印度等新兴市场经济发展及工业化、城镇化带动下，天然气需求持续增加，但部分需求被欧洲、日本等发达经济体由于低碳转型减少的需求抵消。从利用方向上看，2030年前天然气的增长动力主要来自工业，在新动能情景下工业领域需求增加1760亿立方米；2030年之后，发达经济体工业和建筑用气需求大幅减少，新动能情景下发电成为增长的主要动力，2050年相对2030年大幅增加3050亿立方米，占总增量的74%（见图3）。在资源潜力方面，据美国《油气杂志》2023年《全球油气储量报告》，2022年各国剩余探明天然气可采储量为211万亿立方米，储采比接近50，可为持续大规模天然气利用提供充足的资源基础。

图3 2023年全球分行业天然气需求变化预测

2.3 伴随可再生能源发电成为主体，气电将升至第二大装机地位，在电力系统中的调峰和应急支撑作用更加凸显

2022年，全球各类电源总装机8643吉瓦（GW），其中可再生能源装机占比42%，已成为第一大电源；煤电装机列第二位，占比26%；气电装机1875吉瓦，占比22%；核电装机占比维持在5%。2022年各类机组总发电量为29033太瓦时（TW·h），平均年发电小时数为3359小时；其中可再生能源发电占29.6%，比装机份额低12.6个百分点，年均发电小时数为2370小时；天然气发电6500太瓦时，占22.4%，与装机份额相当，年均发电小时数为3466小时，与各类机组平均发电小时数相当；煤炭发电占35.9%，平均发电小时数为4663小时，是平均值的1.39倍。

在气侯变化加速及新的地缘政治格局下，各国强化能源安全战略，加速发展可再生能源，提升终端用能电气化水平，气电将以其清洁灵活的特性超过煤电成为第二大装机电源。国际能源署在《世界能源展望2023》“国家政策、宣誓、净零”三种情景下都调高了对电力装机和发电量的预测，2050年全球电力装机将达到25965～36959吉瓦（见表1），是2021年的3.0～4.3倍；发电量增至53985～76838太瓦时（见表2），是2021年的1.9倍～2.6倍。在国家政策情景下，2050年气电装机及发电量分别为2259吉瓦和6150太瓦时，是2021年1.2倍和95%，发电小时数下降到2720小时；宣誓情景下发电小时数降至1089小时。气电在电力系统中更多起到调峰和应急支撑电源作用。

表1 国际能源署2050年全球发电装机展望

表2 国际能源署2050年全球发电量展望

3 中国新型能源体系发展路径构建

3.1 党的二十大为中国能源发展擘画了蓝图和行动纲领

碳达峰碳中和（“双碳”）战略和“百年未有大变局”下，中国需要加快构建本质安全的能源系统。党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央统筹国内与国际两个大局、统筹发展与安全，提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为中国新时代能源发展指明了方向。党的二十大报告指出，要“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”，为新时代能源发展擘画了新的蓝图和行动纲领。准确理解新型能源体系的内涵，找准建设新型能源体系的路径，对于积极稳妥推进碳达峰碳中和、深入推动经济高质量发展具有重大现实意义。

本文认为，新型能源体系是以保障能源安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展用能需求为首要目标，以非化石能源为供给主体，以清洁低碳利用的化石能源为必要支撑，以新型电力系统为重要依托，以科技创新为主要驱动力，以体制机制创新为重要保障，供需交互、产消协同，多能融合，不断提高终端用能低碳化、电气化水平。新型能源体系构建重视绿色低碳，更加强调安全及各能源品种协调发展，具有“能源供应多元化清洁化，能源消费电气化低碳化，能源调配一体化智慧化，能源生产分散化去中心化，能源配置高效化市场化”5个方面的鲜明特征。

3.2 中国能源消费较长时间内仍将保持增长态势

能源是国民经济发展的重要物质基础和动力源泉，适度的能源消费增长是保障中国经济稳定增长的重要条件，超越经济发展阶段过早实现能源消费达峰可能会对经济发展形成负面抑制效应。2011—2020年的10年间，中国能源消费增加了38.17%，同期国内生产总值（GDP）增加了84.36%，能源消费弹性系数平均为0.52。近3年，受新冠病毒疫情、能源政策调整等因素影响，能源消费强度明显抬头，2020年弹性系数高达1.0，为2006年以来的最高值。2021年中国能源消费总量增至52.59亿吨标准煤，比上年增加2.56亿吨，增速为5.5%，能源消费弹性系数回调至0.65。2022年能源消费总量达到54.1亿吨标准煤，增速为2.87%，能源消费弹性系数高达0.96。根据国家统计局初步测算，2023年全社会能源消费总量比上年增长5.7%，能源消费弹性系数攀升至1.096。

基于“十四五”时期（2021—2025年）前半程能源消费实际增长情况，考虑国家经济社会发展对能源需求的刚性增长，特别是能源政策从“能耗双控”向“碳排放双控”科学转变，新增可再生能源消费、原料用能不纳入考核指标，未来几年中国能源消费弹性系数仍将保持高位，2025年中国能源消费规模将超过60亿吨标煤，2030年可能超过65亿吨标煤。展望远期，一方面经济发展和城镇居民生活水平提升带动能源需求总量继续增加，另一方面技术进步、工业用能再电气化及智能化管控带来能效提升，叠加产业结构升级、经济增长趋缓、人口趋少等因素对能源消费增长形成抑制，预计2040年前后中国一次能源消费将达到峰值，然后进入缓慢下降期。

3.3 中国新型能源体系建设“三步走”发展路径

基于新时代社会主义现代化建设“两步走”战略安排和“双碳”愿景，本文提出中国新型能源体系建设“三步走”发展路径（见图4）。第一步，加快构建期（当前—2035年），煤炭和石油消费逐步达峰，天然气和一次能源消费总量稳步增加，非化石能源消费占比达到1/3，呈现“煤炭、油气、非化石”三分天下格局；第二步，总体形成期（2035—2050年），煤炭和石油消费快速下降，天然气及一次能源消费总量在2040年左右达峰后稳中有降，电力消费在2045年前后达峰，非化石能源消费占比接近60%；第三步，成熟完善期（2050—2060年），化石能源消费快速下降，非化石能源消费比重达到80%，能源结构深度低碳化，能源供应多元化、协同化，通过能源流、数据流、信息流深入融合，形成电网、油气网、热网和信息网协同发展的能源互联网。

图4 中国新型能源体系“三步走”发展路径

4 天然气在中国新型能源体系中的地位和作用

中国天然气发展经历了管网建设拉动、“煤改气”政策拉动两个历史阶段，未来发展动能将主要来自工业用能升级和气电与新能源的融合。以2004年西气东输管道投产为标志，中国天然气进入快速发展期，消费规模从415亿立方米快速增加到2016年的2058亿立方米，消费区域从油气田周边扩展至31个省份，用气领域从化工、居民扩展到了城市燃气、工业燃料、发电、化工四大行业16个细分领域，用气人口增至2.8亿人，管网建设、气化区域和领域的扩大是这一时期天然气消费增长的主要动力。2017年后中国天然气进入快速发展期的第二阶段，《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》《京津冀及周边地区2017—2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等系列政策文件相继出台，中央和地方财政为大气污染防治、北方清洁取暖提供了大量资金支持，生态环境保护部门进行严格监管，强力推动了北方清洁取暖“煤改气”、工业锅炉和窑炉“煤改气”、燃气热电联供项目建设等，到2021年北方清洁取暖规划收官之年，全国天然气表观消费量达到3726亿立方米，政策是这一阶段天然气发展最重要的驱动力。2022年乌克兰危机引发国际油气价格暴涨，叠加新冠病毒疫情、经济发展放缓等多种因素影响，中国天然气消费出现了回调。

在能源安全、“双碳”目标等新的时代背景下中国天然气发展进入了新阶段，未来发展的逻辑一是天然气与风、光等低碳无碳能源融合互补，确保中国能源电力安全平稳供应；二是保障和提升民生用能需求，将发展成果更好惠及民生；三是天然气自身的清洁低碳高效利用，促进行业自身及下游利用领域可持续发展。在此逻辑下，工业领域“补煤替煤”、发电领域“融合新能源”将是中国天然气未来发展的两大战略方向，城市燃气和交通用气也将稳定增加，2035—2040年中国天然气消费将达到峰值，峰值年消费量在6500亿立方米左右。

4.1 新型电力系统领域：天然气将发挥灵活性调节和应急支撑作用，促进可再生能源发展

4.1.1 可再生能源装机占比快速增加，使得电力系统面临调节难度大的难题

随着可再生能源装机占比快速增加，风力发电、太阳能发电等出力的随机性和波动性使得电力系统面临季节性调节需求增大、长周期调节难度加大等难题。近3年全国各类电源发电量曲线及青海省典型风、光出力曲线可充分说明这一问题。图5是2020年以来的中国各类电源月度发电量曲线，图6是风、光发电与各类电源总发电量对比曲线，由于电能难以大规模存储，现阶段发电量曲线基本可视为用电负荷曲线。可以看出，风、光出力与用电需求呈现出明显的背离趋势，火电作为灵活性调节电源出力始终跟踪净负荷的变化，调节作用更加突出。图7为青海省风、光装机逐月发电量曲线，可以看出风电出力一般4月份最高，12份最低，峰谷比达2.5；光伏出力3月最高，6月最低，峰谷比超过1.5。图8为青海省风电和光伏发电高峰月平均日出力曲线，显然光伏发电白天与晚上出力存在极大差别，午间达到极值，夜间降为零；风力发电日内也存在明显波动，傍晚高，午间低，两时段相差约1.6倍。为充分消纳利用新能源及平稳外送，必然需要配套建设更多的灵活性电源。

图5 中国各类电源发电量曲线

图6 近3年中国风、光发电与各类电源总发电量曲线对比

图7 青海地区风电及光伏发电逐月电量特性曲线

图8 青海地区风电及光伏发电高峰月平均日出力曲线

4.1.2 解决中国电力系统的稳定性和灵活性问题，气电将发挥重要的调节和支撑作用

碳中和约束下，2060年非化石能源在一次能源消费结构中的占比将达到80%，非化石能源发电占比达到90%左右，电能占终端用能比重增至70%左右，届时能源系统的安全问题基本全部转化为电力系统的安全。国家能源局2023年6月发布《新型电力系统发展蓝皮书》，将新型电力系统建设划分为三个阶段。本文认为每个阶段都有其突出矛盾。1）加速转型期（当前—2030年），新能源逐步成为发电增量主体，此阶段主要问题是新能源集中建设区域与电力负荷中心在空间上错位、新能源出力特点与负荷在时间上错配，电源侧“新能源+新型储能”的安全性、经济性及长时间尺度调峰问题持续存在，叠加电网与电源建设不协调，致使局部区域弃风、弃光率趋高，仍然需要传统火电发挥灵活调节和支撑作用。2）总体形成期（2030—2045年），新能源成为电源主体，非化石能源发电逐步替代化石能源发电，10小时左右长时新型储能技术攻关取得突破，此阶段面临的突出问题是氢能的高效经济储运设施建设尚不能满足电力系统灵活调节要求，大比例新能源接入下电力系统长周期调节、极端气象条件下的安全运行问题持续存在。3）巩固完善期（2045—2060年），新能源逐步成为电量主体，绿氢、绿氨的制-储-运-用全产业链趋于成熟，电能与绿氢、绿氨、绿甲醇等二次能源深度融合利用，此阶段主要问题是受碳中和约束，煤电大量退出，电力系统长周期平衡、极端情景下应急支撑都需要更加低碳的化石能源+碳捕集利用与封存（CCUS）协同解决。

解决中国电力系统的稳定性、灵活性和经济性问题，在不同发展阶段需要通过煤电、气电、水电、储能和需求侧响应等多举措共同解决。2016年以来以来，中国气电装机规模平均每年增加700万千瓦，截至2023年10月，气电装机规模约为1.22亿千瓦，在中国电源结构中占比为4.5%，广东、江苏、浙江、上海、北京5省市装机占比达76.7%。2015—2022年中国气电机组年利用小时数在2700小时左右，2022年发电用气约为640亿立方米，比上年减少30亿立方米。气电机组具有启停快、升降负荷能力强、选址灵活的特点，减污降碳、负荷调节灵活性方面比煤电强，在新型电力系统中季节调峰和日内调节方面都将发挥重要作用。中国工程院舒印彪院士领衔完成的相关课题对天然气发电进行了展望：在《构建以新能源为主体的新型电力系统框架研究》中提出，有序发展天然气调峰电源，充分发挥启停耗时短、功率调节快的优势，重点在新能源发电渗透率较高、电网灵活性较低的区域开展建设；《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》提出，适度发展气电，增强电力系统的灵活性并实现电力多元化供应，气电定位以调峰为主，预计2030年、2060年装机容量分别为2.2亿千瓦和4亿千瓦；《“双碳”目标下我国能源电力低碳转型路径》提出，在理想和均衡情景下，2060年中国气电装机3.5亿～4亿千瓦，年利用小时数1500～1600小时，重在发挥灵活性调节作用。当前气电发展的主要制约因素是用气成本高昂、电价难以疏导、天然气资源保供存在不确定性。本文研究结论认为，基于不同煤价、不同发电小时数，考虑CCUS成本后，气电与煤电作为调峰电源平准化度电成本有趋同之势（见图9）。

图9 气电与煤电考虑CCUS改造后平准化度电成本对比

4.1.3 气电在中国能源结构中的定位和作用

基于新型电力系统发展各个阶段的突出问题，结合天然气资源供应能力，本文提出气电在中国能源结构中的定位和作用如下。1）加速转型期（2030年前），气电在东部负荷中心充当调峰电源和热电联供基础电源，天然气与电力冬夏峰谷互济、南北峰谷互济；在西部地区与风、光、水多能互补，促进大规模新能源开发；2030年气电装机规模在2.2亿千瓦左右，发电用气约1250亿立方米。2）总体形成期（2030—2045年），气电作为重要灵活性电源，与煤电共同支撑以新能源装机为主体的新型电力系统，2045年气电装机规模达到峰值3.8亿千瓦，发电用气超过2000亿立方米。3）巩固完善期（2045—2060年），“气电+CCUS”与生物质气、绿氢、绿氨等“零碳气体”融合，补位煤电承担长周期调峰和应急保障作用，发电年用气保持在2000亿立方米左右。

4.2 工业燃料领域：天然气将发挥“补煤替煤”作用，促进工业用能减污降碳协同增效

4.2.1 全球工业用能结构中天然气保持较高占比

根据国际能源署《世界能源展望2022》，2021年全球终端能源消费总量为150亿吨标煤，其中工业用能57.1亿吨标煤，占比约38%；在工业用能结构中，煤炭占比28.7%，天然气占比18.6%，电力占比22.1%（见表3）。随着新兴市场国家工业化、城镇化发展，未来工业用能需求仍将稳定增加。在既定政策情景下，2050年工业用能增加到71.4亿吨标煤，相比2021年增加25%；其中电力消费占比缓慢增加，2050年达到25.3%，天然气占比保持在18%～19%，天然气消费量从2021年的7960亿立方米增加到10020亿立方米，增幅约26%。在宣誓情景下，电气化加速叠加效率提升，2050年工业用能仅略有增加，电力消费占比提升至37.9%，天然气占比从18.6%降至14.4%，消费量减少到5650亿立方米，但2030年前仍然保持增长态势。

4.2.2 目前中国工业用能结构高碳化特点突出

按照电热当量法计算，2020年中国工业终端能源消费总量为23.67亿标煤（含原料用能），其中煤炭及相关制品占45.1%，远高于全球平均水平28.7%；电力消费占25.5%，比全球平均值高3.4个百分点，与国际能源署宣誓情景下2030年水平相当，说明中国工业用能电气化已处于较高水平；天然气消费占比仅为8.6%，比全球平均水平低10个百分点，远低于英国和美国30%～40%的比例，与日本相当（见图10）。2020年中国工业终端用能中，扣除作为原料和材料使用后，天然气消费量约为1477亿立方米，若未来占比达到15%，则需求潜力为2380亿立方米，即在2020年1477亿立方米消费量基础上还有900亿立方米的增量空间。

图10 中国工业用能结构与发达国家对比

4.2.3 中国工业用能电气化加速，但高温加热场景下传统用能方式替代需要较长过程

工业部门以高碳化石能源为主的消费结构带来大量的二氧化碳排放，占全国能源相关碳排放的37%，其中钢铁、水泥、化工等高载能行业是工业碳减排的重点，需要大力提升能效和电气化水平（见表4）。2022年3月，国家发改委、国家能源局等10部门联合印发《关于进一步推进电能替代的指导意见》，提出2025年电能在中国终端能源消费中的占比达到30%，将大力推进工业领域电气化列为电能替代的最优先顺序。2022年7月，工业和信息化部、国家发展改革委等部门联合印发《工业领域碳达峰实施方案》，要求拓宽电能替代领域，在铸造、玻璃、陶瓷等重点行业推广电锅炉、电窑炉、电加热等技术，重点对工业生产过程1000℃以下中低温热源进行电气化改造。中国工程院《碳中和目标下我国再电气化研究》认为，碳中和战略下中国终端用能电气化水平不断提升，2030年工业电气化率达到40%，2060年超过70%。

表4 2020年工业用能清洁替代潜在重点行业用能状况

未来深度电气化趋势下，中国工业用煤大部分将逐步转为电能，远期天然气的重点利用方向将是难以被电能替代的玻璃、陶瓷、保温、耐火材料、石化等高温生产场景。目前适用于高温场景的长寿命大功率电窑炉、电加热炉及新型高效电热材料尚未有实践应用，大规模商业化使用还需要较长时间探索。天然气作为工业窑炉燃料，具有热值高、燃烧效率高、控温灵活、燃烧排放废气污染物少等优点，是替代人工煤气、燃料油的最佳选择，远期配套CCUS将具有较长生命力。绿氢、绿氨、绿甲醇等无碳能源尽管也可以用于高温加热和金属冶炼，但制储运成本高，预计2040年前难以替代天然气在工业燃料领域的地位。

4.2.4 天然气在工业用能中的定位和作用

综合考虑中国天然气安全供应、天然气作为工业燃料的经济承受能力、工业用能电气化技术发展趋势，本文提出天然气在工业用能中的定位和作用如下。2023年12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，强调坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目上马，严禁新增钢铁产能，2025年京津冀及周边地区、长三角地区煤炭消费量较2020年分别下降10%和5%左右。在严格控制煤炭消费增长政策下，煤炭消费在2028年前后达峰后逐步减少，相应的天然气持续发挥“补煤替煤”作用，助力工业用能减污降碳协同增效。2035年工业领域天然气需求达到峰值2300亿立方米以上，相比2020年增加近900亿立方米，占天然气消费峰值总增量的30%；陶瓷及玻璃等非金属矿物制品业、金属制品业、食品加工业、食品制造业、医药制造业、造纸业等耗能高或煤炭利用占比高且价格承受力较高的行业是天然气利用的重点增量领域。2040年后，随着工业电气化水平提高以及绿氢、绿氨制储运用技术发展，工业用气需求趋于下降，天然气主要用于可再生能源电力难以替代的高温场景，服务于石油、化工、金属冶炼、玻璃、陶瓷、冶金、耐火材料加工等行业。

4.3 城市燃气领域：天然气将长期发挥基础能源作用，助力增进民生福祉

4.3.1 保障民生用气是天然气行业发展的第一使命早在2007年国家发改委发布的《天然气利用政策》即确立了“确保天然气优先用于城市燃气”的发展原则，2012年版《天然气利用政策》进一步明确了“保民生、保重点、保发展”的发展思路。2023版《天然气利用政策》（征求意见稿）继续把保民生作为基本原则之一，把城镇居民炊事热水、公共服务设施、集中式采暖及已完成施工的农村“煤改气”清洁取暖作为优先类用户。2022年中国城镇燃气领域天然气利用规模大致为1000亿立方米。其中，居民用气约370亿立方米，气化人口5.4亿人，城镇人口平均气化率为57.5%，人均用气约70立方米，山东、广东、四川、江苏、河南5个人口大省城镇气化人口均超过3000万人，天津市城镇居民气化率最高，为96%，上海市位列第二，为87%，北京和重庆分别为77%和69%；公服商业用气约240亿立方米，是居民用气的65%，用气领域包括幼儿园、学校、医院、福利院、养老院、政府机关、写字楼、职工食堂、宾馆、酒店、餐饮、商场、大数据中心等各类公共服务设施。采暖方面，根据《中国清洁供热产业发展报告（2023）》，2022年北方地区清洁供热总面积为179亿平方米，其中天然气供热32.2亿平方米，占比18%，消费天然气320亿立方米左右。南方长江和淮河流域非集中供暖区域经济条件好的家庭利用燃气壁挂炉取暖，根据历年壁挂炉分区域销售量统计，2022年底华东、华中、西南三个区域燃气壁挂炉保有量约为900万台，占全国的30.8%，采暖季天然气需求约70亿立方米。

4.3.2 经济发展与管网普及带动城镇燃气近中期需求稳定增加，远期将逐步下降

城镇化和燃气普及是拉动城市燃气消费的主要动力，2022年中国城镇化率达到了65%，与发达国家80%左右的城镇化水平相比还有约10%的增长空间。随着农村人口向城镇转移，特别是燃气管网的进一步普及，未来10年天然气在居民生活、公服、商业、采暖领域的需求还将稳步增加，但增速大大放缓。北方地区采暖需求趋于平稳，农村“煤改气”阶段性任务已接近尾声，新增用户数量少，对采暖需求拉动作用减弱，从燃气壁挂炉的销售可见一斑。2023年上半年，“煤改气”工程壁挂炉销售量仅为9.4万台，而在2020年高峰时曾高达256.6万台。另一方面，南方长江流域各省采暖需求持续释放，燃气壁挂炉采暖凭借热稳定性好、安全舒适、能源效率高等优势受到青睐，可望带动采暖用气需求持续增加。远期在碳中和约束下，鉴于城镇燃气领域天然气利用分散、不便于实施碳捕集，随着电能利用为主的低碳零碳建筑发展，特别是氢燃料电池热电联供技术、长时储能技术的突破，分散利用的生活和采暖用气逐步减少。长期养成的烹饪和生活习惯、既有建筑供能方式改造难度较大，决定了天然气在中国城镇燃气领域退出是一个缓慢的过程。预计城镇燃气天然气需求在2035年前后达峰，峰值水平接近1400亿立方米，之后随电气化改造趋于减少，2060年降至500亿立方米左右，主要保障大城市多能融合安全平稳供应。

4.4 交通领域：天然气将发挥过渡性能源作用，助力陆上重卡和远洋船舶运输减污降碳

4.4.1 天然气重卡经济和环保性能突出，带动LNG需求持续增长

2022年，中国汽车保有量达到3.19亿辆，成为全球最大的汽车生产和消费国，由此也带来较为严重的温室气体排放。据国际能源署《世界能源展望报告（2022年）》，2021年中国交通领域碳排放总量为9.6亿吨，约占全国碳排放总量的9%，其中公路排放占比3/4。交通领域分散式、移动式排放特点决定了只能采取低碳和零碳燃料替代，天然气相对燃油可减少1/4碳排放，同时没有硫化物排放，是较好的过渡性替代燃料。根据燃料形态分类，天然气汽车分为压缩天然气（CNG）汽车和LNG汽车两类。国内CNG汽车发展较早，以小型乘用车为主，大部分集中在新疆、川渝、陕西、山东、河南等油气田所在省市区及周边，保有量曾高达500万辆以上，电动化趋势下CNG汽车呈现快速萎缩态势，目前仅在新疆、川渝地区运行平稳。LNG汽车主要有客车和重卡两大类，其中LNG客车发展受到政策的限制。2018年，国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》提出2020年底前重点区域直辖市、省会城市、计划单列市建成区公交车全部更换为新能源汽车。2023年2月，工信部等8部委印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》，推动公务用车、城市公交车全面电动化，2023年11月第一批15个试点城市已经启动，计划推广60万辆以上新能源车。在政策指引下，LNG客车基本被电动车、氢动力车替代，2023年新车月度销售量仅为个位数。

LNG重卡续航里程可达800千米，相比燃油汽车环保优势明显，在新疆、内蒙、山西、陕西、宁夏、河北、山东等物流集中、加注站网点多且LNG价格较低的省区发展势头强劲。2023年7月1日起，重载车全面实施国六b排放标准，大量高排放国三、国四车面临淘汰更新，叠加LNG价格大幅下降，2023年天然气重卡终端销售上牌量达到15.2万辆。若按10年运营期考虑，综合2014年以来天然气重卡终端销售数据（不含出口），2023年底全国天然气重卡保有量大约为71万辆。现阶段，LNG重卡购置成本相比柴油车高5万～8万元，但气柴油比价为0.7时，整个运营周期内总费用可节省1/3，约100万元。电动重卡尽管没有污染物和碳排放，但购置成本高昂，且在低温严寒地区动力衰减严重、续航里程影响大，全生命周期内总运营成本与柴油车接近；氢燃料电池重卡尚处于示范期，车辆购置费和氢燃料成本高，主要靠补贴驱动，当前价格水平下整个运营期内总费用比柴油车高出近1倍。较低的燃料和运维成本、较低的故障率及免环保检测优势，决定了未来5～10年LNG重卡保有量将呈快速发展态势。根据《证券市场周刊》相关数据，2024—2030年全国陆续有747万辆重卡淘汰更新，若其中10%～15%采用LNG汽车路线，考虑既有车辆10年淘汰周期，则到2030年LNG重卡保有辆在100万～138万辆，按平均每辆车年用气4万立方米计，车用LNG需求有望达到400亿～550亿立方米。2030年之后，随着动力电池能量密度增加、耐寒冷高性能电池问世，电动重卡的成本下降、应用场景更加丰富，叠加氢动力车商业化应用，LNG重卡及用气需求趋于萎缩。

4.4.2 内河LNG动力船舶受经济性制约，发展前景不乐观

2013年以来，交通部、发改委、财政部等部委陆续出台了鼓励LNG动力船舶发展的系列政策，包括阶段性造船补贴政策、长江和京杭大运河优先过闸政策、单一LNG燃料船舶购置税减免政策等。目前，国内LNG动力船舶的装备技术水平已得到显著提升，初步形成了适用于中国内河LNG动力船需求的技术、产品和标准体系，相关监管制度也基本完善。至2022年底，国内新建/改造LNG动力船舶450艘，以内河散货船为主，千吨级以下船舶约占60%，其中长江水系260余艘、珠江水系170余艘、沿海20余艘，但真正投入正常运行的船舶不到100艘。船舶气代油的动力主要来自节约的燃料费用，市场发展缓慢主要受制于经济性。一是船舶改造或新建需要新增大量投入，并且由于LNG动力船舶保有量少，日常维护保养费用、故障抢修费用高；二是LNG加注设施建造投入大而船舶少，特别是国际LNG价格在2021—2022年高涨，致使LNG加注费用高企。2022年9月，工业和信息化部、国家发改委等5部委联合发布《关于加快内河船舶绿色智能发展的实施意见》，提出积极稳妥发展LNG动力船舶，重点推动LNG动力技术在沿海、长江干线、西江干线、京杭运河等中长距离2000载重吨以上货船、工程船等应用。2023年12月，工业和信息化部等5部门联合印发《船舶制造业绿色发展行动纲要（2024—2030年）》，提出推动沿海内河船舶电气化改造工程试点，积极稳妥推动具备条件的客船、货船、工程船、渔船等LNG、电池动力船型研发和示范应用，推动甲醇、氢等动力船型研发和试点。鉴于LNG动力船舶相对传统燃油船建造费用高，例如1000吨级普通散货船增加约70万元，2000吨级增加约85万元，增加的建造费用主要通过LNG相对柴油节约的燃料费回收，因此LNG动力船舶主要适用于2000吨级以上规模，低吨位则没有经济性。2021年中国内河船舶平均吨位仅为1290吨，大部分不符合气化条件。基于现有船舶保有量和燃油情况测算，内河和沿海船舶整体气化率即使达到20%，LNG需求也不过50亿立方米，整体发展空间有限。绿色智能发展政策指引及动力电池能量密度不断提升带动下，整体判断内河沿海航行LNG动力船舶较难有大幅增加。

4.4.3 远洋LNG动力船舶在国际碳减排压力下，有望实现新突破

根据挪威船级社统计，2023年7月全球在役LNG动力船舶有420艘（不含LNG运输船），新船建造订单523艘，占所有替代燃料订单总数的48.9%，气化船型主要为集装箱船、油轮和汽车运输船。远洋LNG动力船舶发展的动力主要来自温室气体减排约束，2023年7月国际海事组织海洋环境保护委员会第80届会议通过《2023年船舶温室气体减排战略》，明确国际航运在2050年前后达到温室气体净零排放，并约定2030和2040年两个指示性校验时点，即2030年排放总量相比2008年减少20%～30%，2040年减少70%～80%。欧盟的减排要求更加激进，2030年须减少29%，2040年减少83%，航运业纳入欧盟碳排放权交易体系已经完成立法程序，2024年开始生效，所有进出欧盟的船舶都须遵守该规定。

中国企业拥有全球最大规模的远洋运输船队，毫无疑问将面临来自欧盟和国际海事组织双重减排压力。国际海事组织研究认为，现阶段采取的能效指数、碳排放强度指数等措施可以满足2030年减排目标，要达到2040年减排目标必须加快低碳、无碳燃料技术和燃料的使用。当前可预见的替代燃料包括LNG、生物液体燃料、绿甲醇、绿氨、绿氢等，鉴于生物燃料的原料供应能力有限，绿甲醇、绿氨、绿氢等零碳燃料生产成本高，且储运、燃烧技术不成熟，采用技术条件成熟的LNG动力船舶路线，支付一定碳税、使用碳中和LNG或使用常规LNG掺混生物质是未来10～20年较为现实的选择。中国海上LNG加注业务刚刚起步，上海洋山港、深圳盐田港、宁波舟山港走在前列，各有1艘LNG加注船投入使用。基于国际船舶在中国港口保税船燃料的加注情况，粗略预测2035年远洋运输LNG加注需求潜力为80亿～120亿立方米。还应认识到，LNG动力船舶造价高，燃料价格不稳定，且存在甲烷逃逸、减排不彻底等弊端，未来发展规模存在较大不确定性，远期净零碳排放约束下趋于减少。

4.5 化工领域：天然气将起到补充原料气作用，主要保障农业化肥生产

天然气作为化工原料，利用方向包括合成氨、甲醇、氢气、乙炔、碳黑、二硫化碳等，其中合成氨、甲醇是两大主要用气领域，全球约80%的合成氨、70%的甲醇以天然气为原料进行生产。中国天然气化工经过数十年发展，在合成氨、甲醇、炭黑和硫磺等传统领域技术成熟度高，由于天然气资源禀赋差、生产成本高，仅在新疆、四川、内蒙古、青海、海南5个省区的油气田周边形成了一定规模。2022年底，中国以天然气为原料的合成氨装置产能约为1300万吨，产量1184万吨，产能利用率高达91%，产能和产量全国占比均为21%；同期，全国以天然气为原料的甲醇产能为949万吨，占全国甲醇总产能的9.5%，产量为505万吨，产能整体利用率仅为53.2%，采暖季甲醇装置整体处于停工状态，主要配合天然气削峰填谷。

以天然气为原料的传统化工长期面临天然气价格上涨、供应不足、利用政策限制等因素制约，2016年以来国家发改委多次发文要求保障化肥生产用气，天然气利用政策鼓励调峰和可中断用户用气，天然气化工得以平稳发展。根据主要项目装置规模、产能利用率及相关企业供气情况，估算2022年全国化工原料生产天然气消费量为292亿立方米，其中合成氨、甲醇利用量分别为105亿立方米和49亿立方米。天然气制甲醇经济性差，天然气利用政策限制发展，特别是煤炭清洁化利用耦合二氧化碳捕集、绿电及绿氢制取甲醇正在成为投资热点，现有天然气甲醇装置自然淘汰后再新上潜力不大。以天然气为原料的合成氨、化肥承担农业生产保障任务，油气田周边现有装置通过升级改造后可持续生产。天然气制氢价格承受能力强，随着炼化工业升级，制氢用气有望稳步增加，但鉴于全国炼化产能已经饱和，天然气需求增幅不大，中远期绿电制氢将在一定程度上替代天然气制氢成为氢气的重要来源。基于上述逻辑，天然气消费达峰之前，化工用气总体保持稳定或有小幅增加，远期逐步减少，主要保障农业化肥生产和制氢需求。

5 结语

天然气是最为清洁的化石能源和重要的工业原料，承担着服务民生、服务经济发展、服务国家战略等重要功能，“双碳”战略下将补位和替代高碳高污染能源，促进能源系统减污降碳协同发展，是中国社会经济发展和生态文明建设不可或缺的基础性能源。天然气具有灵活、高效、易储特性，是可再生能源大规模发展的“最佳伙伴”，在未来新型能源体系构建中将起到“稳定器”和“调节器”作用，促进风能、太阳能等大规模开发利用和平稳外输。此外，天然气与氢气具有先天协同优势，通过天然气制氢+CCUS、现有储运设施掺氢输送、燃气轮机掺氢发电等，在助力氢能发展的同时实现自身低碳无碳发展。

天然气市场发展的可塑性很强，相关利用政策和发展战略非常关键。例如2013年国务院《大气污染防治行动计划》、2018年国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》、2017年国家发改委《加快推进天然气利用的意见》、2017年国家发改委等10部委《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》等系列政策文件，有力促进了天然气利用。同时，天然气市场发展还取决于资源供给能力和价格水平，中国经济总量已位居全球第二，但人均GDP仍属于发展中国家水平，高耗能低端产业仍占主体，对天然气价格较为敏感；中国天然气资源禀赋差，消费增加带动进口规模逐年上升，2030年对外依存度可能接近50%。乌克兰危机和欧盟天然气供应危机大背景下，各界对天然气安全供应的焦虑上升，特别是近两年终端供气价格不断走高，工业和发电等大量用户承压，市场对未来发展充满担忧。

为实现天然气健康可持续发展，一方面需要行业自身持续加大投入，强化科技攻关，千方百计增加供给，稳定供气价格，增加市场信心，支撑市场发展；另一方面，需要国家在政策层面加强引导，例如严格环境约束，严格高污染燃料使用，扩大碳排放权交易范围，逐步收紧碳排放权无偿配额，促进天然气在陶瓷、玻璃、金属冶炼与加工等难以电气化场景利用，推动LNG在陆上货运、水运行业的使用，鼓励天然气与可再生电力融合发展，配套上网电价政策及可再生能源指标，实现天然气与新型电力系统的协同发展。